Producción de petróleo y gas de Petrobras (PBR.US) alcanza récord en el tercer trimestre; utilidad neta ajustada crece 78% interanual y aumenta previsión anual de producción y gasto de capital

De acuerdo al conocimiento de Estrategia Financiera Inteligente, Petrobras (PBR.US) publicó sus resultados del tercer trimestre de 2026 después del cierre del mercado en la Costa Este de EE.UU. el 10 de noviembre. Los ingresos por ventas del trimestre alcanzaron los 32.962 millones de dólares, un aumento interanual del 40,4%; la ganancia neta atribuible a la compañía matriz fue de 7.740 millones de dólares, creciendo un 28,4% interanual; la utilidad neta ajustada por ítems extraordinarios fue de 9.316 millones de dólares, con un gran aumento del 78,0% en comparación con el año anterior. El EBITDA ajustado (eliminando ítems extraordinarios) llegó a 18.394 millones de dólares, creciendo un 53,9% interanual. El flujo de caja operativo fue de 12.026 millones de dólares y el flujo de caja libre alcanzó los 6.618 millones de dólares, incrementándose un 22% y 33,2% interanual, respectivamente.

"Nuestro desempeño operativo fue sumamente fuerte", afirmó la CEO Magda Chambriard en el reporte financiero: "En este trimestre logramos, una vez más, una producción récord de petróleo y gas, llevando la curva de producción de la compañía a niveles nunca antes vistos. La guía de producción de principios de año señalaba una media diaria de 3,1 millones de barriles equivalentes de petróleo para 2026, pero ahora estimamos que promediaremos entre 3,3 y 3,4 millones de barriles equivalentes por día. Este resultado refleja la fortaleza de nuestra gestión operativa y nuestra capacidad para maximizar el potencial de los activos". Además, destacó que el segmento de refinación logró una producción récord de diésel en el trimestre, con una tasa de utilización promedio de las refinerías del 99%, "lo que es clave para garantizar la seguridad energética de Brasil durante períodos de crisis geopolítica".

El CFO Fernando Melgarejo expresó: "El excelente desempeño operativo de este trimestre generó una fuerte creación de caja, la cual respaldó las inversiones que se están acelerando para poner en funcionamiento nuevas capacidades lo antes posible. El flujo de caja operativo también garantizó el pago de dividendos a los accionistas y ayudó a reducir la deuda financiera de la empresa. Estamos acelerando inversiones rentables que conforman la cartera de activos única de la empresa y seguiremos creando valor a través del crecimiento y la generación de caja operativa".

El principal soporte para los resultados provino de la producción récord. La producción promedio de petróleo y gas alcanzó los 3,512 millones de barriles equivalentes de petróleo por día en el trimestre, un incremento interanual del 11,7% e intertrimestral del 5,3%, marcando un nuevo récord histórico. La producción de diésel fue de 769 mil barriles diarios, también una cifra récord, y la tasa de utilización de las refinerías se mantuvo en el alto nivel del 99%. La empresa atribuye este desempeño al crecimiento de nuevas plataformas en los campos bajo sal como Búzios y Mero, así como a la mayor eficiencia productiva de los últimos ocho años, con 12 nuevos pozos de producción en operación en el trimestre (6 en la Cuenca de Campos y 6 en la Cuenca de Santos). Gracias al efecto de escala, el costo de extracción en Brasil bajó a 6,12 dólares por barril equivalente de petróleo, el más bajo desde el tercer trimestre de 2024, mientras que el costo en áreas bajo sal fue de solo 4,48 dólares por barril equivalente de petróleo.

Por segmento, el EBITDA ajustado del área de Exploración y Producción (E&P) fue de 12.686 millones de dólares en el trimestre, un crecimiento interanual del 16,2% pero una caída del 20,1% en comparación con el trimestre anterior, debido a la baja del precio del Brent (precio promedio trimestral 97 dólares/barril, caída del 7,2% intertrimestral) y a que hacia fin de trimestre había aproximadamente 140 mil barriles diarios de petróleo en tránsito o sin contabilizarse en ese período; el segmento de Refinación, Transporte y Comercialización (RTM) tuvo un EBITDA ajustado de 5.880 millones de dólares, subiendo 363% interanual y destacándose como el segmento estelar del trimestre, impulsado por el crecimiento de ventas internas de combustible (ventas de diésel intertrimestral +14,4%, combustible de aviación +9,9%), así como por mayores márgenes de exportación de fuel oil y crudo. El segmento de Gas y Energía de Bajo Carbono (G&LCE) logró un EBITDA ajustado de 521 millones de dólares, creciendo 156,7% interanual gracias al aumento de ingresos fijos por la entrada en vigor a partir de agosto de los contratos de subastas de capacidad eléctrica (LRCAP).

La solidez financiera sigue mejorando. Al cierre de septiembre, la deuda neta era de 57.847 millones de dólares, bajando un 4,2% en comparación con el trimestre anterior; la relación deuda neta/EBITDA ajustado de los últimos 12 meses bajó a 1,00 veces (de 1,53 veces el año anterior), la deuda total/EBITDA ajustado de los últimos 12 meses fue de 1,21 veces, el plazo promedio de la deuda ponderada fue de aproximadamente 11,8 años y el costo promedio de 6,7%. Durante el trimestre, la empresa pagó aproximadamente 2.100 millones de dólares en capital e intereses, incluyendo la recompra y redención de 1.200 millones de dólares en bonos en el mercado internacional de capitales, y obtuvo 1.200 millones de dólares en financiamiento en el mercado bancario internacional. El directorio aprobó una devolución a los accionistas por el tercer trimestre de 15.300 millones de reales (aproximadamente 2.800 millones de dólares); y durante el trimestre se pagaron impuestos por 90.400 millones de reales a niveles federal, estatal y municipal.

Cabe destacar que la compañía revisó significativamente al alza sus previsiones anuales: la guía de producción subió de los 3,1 millones de barriles equivalentes de petróleo diarios al inicio del año a 3,3–3,4 millones de barriles; el gasto de capital (bajo cartera de activos en construcción) aumentó de 19.400 millones de dólares a 24.000–25.500 millones de dólares (la cifra en cash subió de 16.900 a 21.000–22.000 millones); el flujo de caja operativo pasó de 35.000 millones a 45.000–50.000 millones de dólares y los pagos de arrendamiento de 10.000 a 11.000–11.500 millones de dólares. La empresa enfatizó que el aumento en gasto de capital no se debe a sobrecostos de proyectos sino que refleja principalmente el efecto cambiario y el mejor ritmo de ejecución, incluyendo la construcción adelantada de FPSOs propios como Búzios, Atapu, Sépia, la mayor disponibilidad de plataformas de perforación, el aumento en el número de conexiones de pozos y la nacionalización de los FPSO Búzios 9 y 10 prevista para 2026.